El sistema eléctrico peruano registró en marzo de 2026 un incremento extraordinario en los pagos por transferencias de energía activa, que superaron los 510 millones de soles, cuadruplicando el promedio de los últimos tres años (101 millones de soles).
El dato, publicado en el informe preliminar del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), refleja el impacto directo de la interrupción del suministro de gas natural sobre la operación del mercado eléctrico.
Este aumento en los pagos entre generadores ocurre en paralelo a un fuerte incremento en los costos de generación, que llevó los precios spot por encima de los 250 dólares por MWh, superando los valores habituales del sistema, por lo que la reducción en la disponibilidad de gas obligó a reemplazar generación eficiente por tecnologías más costosas, trasladando ese impacto directamente a las liquidaciones del mercado.
Se trata de los pagos que se realizan entre los participantes del Mercado Mayorista Eléctrico como resultado de la valorización de las inyecciones y retiros de energía. En este esquema, cualquier desviación respecto del despacho económico óptimo —como ocurrió en marzo— incrementa las diferencias entre agentes y, por ende, los montos a compensar.
Brendan Oviedo Doyle, socio de DLA Piper, advirtió que “el monto total de transferencias asciende a más de 510 millones de soles, como resultado directo de la interrupción del suministro de gas natural”, vinculando de forma directa el evento operativo con el resultado económico del sistema.
El informe del COES detalla que durante marzo el sistema operó bajo condiciones de estrés, registrando congestiones en la red de transmisión y restricciones en equipos críticos como los transformadores de las subestaciones Independencia y San Nicolás. Estas limitaciones generaron rentas por congestión y obligaron a modificar el despacho, incrementando los costos marginales de corto plazo.
A esto se sumó la necesidad de redistribuir el gas natural disponible entre generadores térmicos, mediante mecanismos excepcionales basados en contratos y criterios de eficiencia. Este proceso alteró las inyecciones reconocidas a cada agente, impactando directamente en la valorización de las transferencias y en los pagos finales entre empresas.
El impacto económico se distribuye entre los principales actores del sistema, incluyendo empresas como Kallpa Generación, Engie Energía Perú, Fenix Power, Electroperú, Celepsa y Enel Generación Piura. Estas compañías participan en un esquema que combina generación, contratos de suministro y respaldos entre participantes, lo que amplifica las compensaciones económicas en escenarios de operación restringida.
El informe también identifica contratos cruzados y esquemas de respaldo entre generadores, donde múltiples empresas cubren una misma demanda, incrementando la magnitud de los pagos cuando el sistema se aparta de su operación habitual.
Asimismo, se registraron inconsistencias en la información declarada por algunos participantes, lo que obligó al COES a utilizar criterios técnicos provisionales para asignar consumos y retiros. Se detectaron discrepancias entre generadores como Electroperú y Eghuallaga, así como consumos no declarados que debieron ser incorporados al cálculo de las transferencias.
Estos ajustes reflejan un nivel elevado de incertidumbre operativa y contribuyen a la volatilidad de los pagos dentro del mercado.
En paralelo, la crisis volvió a poner en evidencia la necesidad de diversificar la matriz eléctrica y fortalecer su resiliencia. El episodio reactivó el debate sobre la incorporación de energías renovables y sistemas de almacenamiento, especialmente en un sistema altamente dependiente del gas natural.
De hecho, el informe ya muestra la participación de almacenamiento energético, con sistemas BESS en Chilca y Kallpa integrados a la operación mediante esquemas de vinculación con centrales hidroeléctricas. Estos activos incorporan nuevas dinámicas en el mercado al registrar tanto inyecciones como consumos en la valorización de transferencias.
«La interrupción del suministro de gas natural vuelve a evidenciar un sistema eléctrico abandonado. Incluso hay reglamentos pendientes de la Ley N° 32249 hace más de un año», manifestó Oviedo Doyle.
“Existe una falta total de siquiera considerar cambios regulatorios para el reconocimiento de potencia y el arbitraje de energía de sistemas de almacenamiento (BESS). La inacción regulatoria está trasladando el riesgo sistémico directamente a las empresas, generando sobrecostos y afectando la predictibilidad que exige cualquier decisión de inversión. Desafortunadamente, esto no es sostenible en el tiempo”, agregó.
Finalmente, el diagnóstico apunta a una debilidad en la conducción del sector energético, ya que bajo la mirada del especialista, la demora normativa responde a un problema de «priorización, conducción y ejecución», más que de complejidad técnica.
«Nuestra política energética tiene más de 15 años sin actualización y la falta total de un plan energético implementable”, concluyó.
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