Fernando Pérez Lizano — Director Académico Adjunto y Director del Programa Internacional de Inteligencia Artificial, PAD – Escuela de Dirección (Universidad de Piura)

«El Perú tiene sobreoferta» es la respuesta que tranquiliza a la sala y engaña al directorio. Por qué la energía que hoy sobra no es la que la era de la inteligencia artificial le va a exigir a nuestras empresas.

La respuesta que tranquilizó a la sala

En una sesión de directorio reciente volví a escuchar la frase que desde hace tiempo me deja intranquilo. Se discutía una ampliación de infraestructura digital —más cómputo, más almacenamiento, más dependencia de la red eléctrica— y alguien preguntó lo evidente: ¿tenemos asegurada la electricidad que esto va a consumir en los próximos cinco años? La respuesta llegó rápida y tranquilizadora: «En el Perú sobra energía; hay sobreoferta, no es un problema». La sala asintió y pasamos al siguiente punto.

Confieso que durante años yo mismo habría asentido igual. Pero esa frase —cierta en el papel— es de las que conviene desconfiar. El país tiene hoy más potencia instalada que demanda; y, sin embargo, la energía que sobra no es necesariamente la que la era de la inteligencia artificial le exigirá a nuestras empresas. Este artículo trata de esa distinción incómoda: por qué el número que calma al directorio es también el que lo engaña.

Cuatro términos que el directorio suele confundir

Conviene ordenar cuatro palabras, porque casi toda la confusión nace de mezclarlas. La primera es la potencia instalada: la suma de todo lo que las centrales podrían generar en condiciones ideales. La segunda, más honesta, es la potencia firme: la que el sistema puede garantizar de manera confiable en el momento de máxima exigencia, descontando el agua que falta en un año seco, el gas que no llega o la central detenida por mantenimiento. La brecha entre ambas no es un detalle contable: es la diferencia entre lo que figura en el inventario y lo que de verdad se puede entregar cuando todos encienden a la vez.

La tercera palabra es el margen de reserva: cuánta oferta disponible excede a la máxima demanda. Es un promedio nacional, y ahí está su trampa, porque un país puede tener holgura agregada y, al mismo tiempo, escasez en un nodo específico, la subestación concreta a la que se conecta un proyecto. La adecuación no es solo cuánta energía hay, sino dónde está y si la red puede llevarla hasta donde se necesita.

La cuarta es el factor de planta: qué proporción del tiempo una instalación consume a plena carga. Aquí los centros de datos rompen el molde. Una fábrica o una oficina tienen picos y valles; un centro de datos opera casi las veinticuatro horas cerca de su máximo. No añade un pico más a la curva: añade una base nueva, constante, que hay que sostener siempre. Esa carga la planifican y supervisan el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN) y el Ministerio de Energía y Minas, y su despliegue depende del Plan de Transmisión, el instrumento que decide qué líneas se construyen y cuándo.

El punto peruano: un excedente frágil y con fecha

Con esos términos, el punto peruano se lee distinto. Es verdad que hay holgura: el margen de reserva se ubicó cerca de 47,8 % en 2024 (Banco Central de Reserva del Perú, 2025), y las clasificadoras describen una sobreoferta estructural, con una potencia efectiva del orden de 13 955 MW a marzo de 2025 (Pacific Credit Rating, 2025). Sobre el papel, sobra. Pero tres hechos convierten ese excedente en algo mucho menos tranquilizador.

El primero es que caduca. El propio Banco Central proyecta que ese margen podría bajar a cerca de 25 % hacia 2028 si no entran nuevos proyectos de inversión. Y esa proyección no incorpora todavía una expansión mayor de cómputo de inteligencia artificial: describe la trayectoria antes de sumársela. El colchón existe, pero se desinfla dentro del horizonte que cualquier contrato plurianual ya alcanza.

El segundo es que es un excedente de composición frágil. En 2024, cerca de 52 % de la generación provino de centrales hidroeléctricas y alrededor de 40 % de centrales térmicas, en su mayor parte a gas natural (información del OSINERGMIN recogida por KPMG, 2025). Es decir, el sistema descansa sobre el agua —expuesta a un año seco o a un evento El Niño— y sobre una sola fuente de gas. No es hipótesis: en el estiaje de 2023 el sistema tuvo que recostarse en generación a diésel, más cara y contaminante, para cubrir la demanda (Apoyo & Asociados, 2024). El excedente promedio convive con una fragilidad estacional que el número anual esconde.

El tercero es que la nueva carga es firme y nodal. Los centros de datos se concentran en pocos puntos —Lurín, al sur de Lima, es el polo de gran escala— y demandan energía constante, no intermitente. Compiten por la misma capacidad de transmisión que el propio sistema señala como el principal cuello de botella a reforzar (ComexPerú, 2025); y no compiten solos, sino contra la expansión minera e industrial que presiona esa misma red. Por ahora la carga peruana es modesta: la mayor instalación individual del país ronda los 20 MW, la misma cifra a la que apunta el proyecto insignia de Lurín (Gestión, 2026). Pero en la región ya se anuncian campus de inteligencia artificial medidos en cientos de megavatios; uno de ellos, en Argentina, llegaría a 500 MW (Revista Cloud, 2026). Un solo campus de esa escala superaría por sí solo todo el parque de centros de datos que el Perú opera hoy. Cuando una sola instalación puede pesar así, el margen agregado deja de ser una respuesta y se vuelve una pregunta.

La señal que tranquiliza y la pregunta que corresponde

Elaboración propia sobre la base de las fuentes citadas.

Seis errores frecuentes del directivo

De estas conversaciones emergen errores recurrentes que conviene nombrar. El primero, y el más común, es leer el margen agregado como una garantía: si el promedio nacional sobra, se asume que a nosotros no nos faltará, sin preguntar por el nodo ni por el año en que firmamos.

El segundo es confundir instalada con firme, y barata con asegurada. Se decide sobre la potencia que figura en el sistema, no sobre la que se puede entregar en el peor momento, y sobre el precio de hoy, no sobre el que regirá cuando el margen se estreche.

El tercero es tratar la decisión como un asunto de ingeniería y delegarla íntegramente a la gerencia técnica, cuando involucra continuidad del negocio, compromisos de capital y exposición a precios que son competencia del directorio.

El cuarto es no contratar la firmeza: desplegar carga crítica sin un contrato de suministro de largo plazo ni un punto de conexión asegurado, y quedar a merced de un mercado de corto plazo cuyo precio se dispara justo cuando más se necesita.

El quinto es ignorar la exposición hídrica y la concentración en gas, y planificar como si el promedio anual describiera todos los meses, incluidos los de estiaje.

El sexto —el más estratégico— es no leer la asimetría: no preguntarse si un competidor ya aseguró el nodo, la línea y la energía firme que a nosotros nos faltarán. La energía escasa no golpea a todos por igual: favorece a quien se movió primero.

Dos directorios, dos desenlaces

En la práctica, los patrones se repiten. Uno de los principales operadores de servicios digitales del país aseguró temprano un contrato de suministro de largo plazo y un punto de conexión firme antes de comprometer su expansión de cómputo; cuando el margen del sistema empezó a estrecharse, su costo de energía ya estaba fijado y su crecimiento, garantizado. Una empresa industrial de gran escala, en cambio, avanzó con la obra confiando en la sobreoferta agregada y descubrió, al pedir la conexión, que la capacidad de transmisión en su zona estaba comprometida por otros proyectos. La lección para el directorio no es cuál modelo eligió cada una, sino que una decidió sobre la energía firme y la otra sobre un promedio nacional.

Cómo ordenar la decisión: seis palancas

¿Cómo debería un directorio ordenar esta decisión? El punto de partida no es elegir un proveedor de energía, sino entender la carga propia. La primera palanca es mapear cada carga por su firmeza y su factor de planta: distinguir lo que puede tolerar una interrupción de lo que exige energía constante, porque no todo requiere el mismo respaldo.

La segunda es asegurar la firmeza por contrato. Un contrato de suministro de largo plazo fija precio y prioridad de entrega; depender del mercado de corto plazo equivale a comprar la energía más cara en el momento de mayor tensión del sistema.

La tercera es decidir el nodo por su transmisión, no por el precio del terreno. Un suelo barato sin capacidad de línea es una trampa: el proyecto se detiene esperando una conexión que puede tardar años.

La cuarta es evaluar la autogeneración y el respaldo, con su huella. La generación propia o los acuerdos con generadores renovables reducen la exposición a la red, pero traen costos y responsabilidades ambientales que conviene sopesar con criterio, no adoptar por moda.

La quinta es valorar el riesgo de precio y de estiaje: incluir en el caso de negocio qué pasa con el costo de energía si el margen cae a 25 % o si un año seco obliga al sistema a recurrir a generación cara.

La sexta es leer la asimetría competitiva del sistema: quién más está pidiendo capacidad en nuestro nodo, y si conviene asegurar hoy un margen que dentro de dos años será más escaso y más caro. Elegir bien la carga es la mitad de la decisión; la otra mitad es asegurar con qué alimentarla.

Lo que enseña la energía que manda la ubicación

La experiencia comparada ofrece una lección constante: la infraestructura digital sigue a la energía, no al revés. El norte de Virginia, en Estados Unidos, se consolidó como una de las mayores concentraciones de centros de datos del mundo por su energía disponible, su conectividad y sus reglas predecibles. Y los grandes campus de inteligencia artificial se están ubicando junto a la generación: ese mismo proyecto argentino de gran escala se evalúa al lado del gas de Vaca Muerta. A escala global, la Agencia Internacional de Energía proyecta que el consumo eléctrico de los centros de datos pasará de unos 415 teravatios-hora en 2024 a cerca de 945 hacia 2030, y advierte que buena parte de los proyectos planificados podría demorarse por dificultades de conexión a la red: una presión que ningún sistema, tampoco el peruano, absorbe sin planificar (Agencia Internacional de Energía, 2025).

El Perú llega a esta ola con una ventaja real y una carencia. La ventaja: construir capacidad cuesta aquí entre 6,5 y 7,5 millones de dólares por megavatio, por debajo de varios mercados vecinos (Gestión, 2026). La carencia es más de fondo: un excedente barato y ocioso no es lo mismo que potencia firme y contratada, que es lo único que un operador de gran escala se anima a firmar. Mientras Chile y Brasil despliegan políticas para convertir su energía en un imán de inversión, el Perú tiene los megavatios pero no la hoja de ruta que los vuelva capacidad firme, ubicada y contratada. La lección para el directorio no es imitar a los gigantes, sino adoptar su criterio: la proximidad a la energía firme es un atributo estratégico, no un detalle técnico.

Reflexiones finales

La sobreoferta eléctrica del Perú es real, pero es el tipo de excedente equivocado y tiene fecha de caducidad. Es un promedio nacional que esconde una escasez nodal; es potencia instalada que no equivale a potencia firme; y es un colchón que la propia proyección oficial ve encogiéndose hacia 2028. Para un directorio, la consecuencia es directa: la energía firme dejó de ser un supuesto para volverse una variable que hay que decidir de forma explícita, con la misma seriedad con que se decide el capital o el riesgo regulatorio.

Y hay una asimetría que conviene no perder de vista: la energía escasa no reparte el daño por igual. Favorece a quien aseguró temprano el nodo, la línea y el contrato, y castiga a quien confió en que el promedio bastaría. La pregunta, entonces, no es si el país tiene energía, sino si nosotros tendremos la nuestra, dónde y a qué precio.

Ideas fuerza

Primera: el margen agregado no es una garantía. Lo que sostiene una operación digital no es la potencia que figura en el sistema, sino la potencia firme que se puede entregar en el peor momento, en el nodo correcto.

Segunda: el excedente caduca. La holgura de hoy se reduce en el mismo horizonte en que se firma un contrato plurianual, y la ventana para convertirla en capacidad contratada se está cerrando.

Tercera: la energía escasa premia a quien se anticipa. Quien asegura hoy el nodo, la línea y el contrato captura una ventaja que el rezagado pagará más caro; la asimetría, no el promedio, decide quién crece.

Preguntas al directorio

Antes de firmar el próximo compromiso de infraestructura digital, vale la pena que el directorio se haga estas preguntas:

1. ¿Confundimos, en nuestras decisiones, potencia instalada con potencia firme, y precio de hoy con precio asegurado?

2. ¿Tenemos contratada energía firme de largo plazo para nuestra infraestructura digital, o dependemos del mercado de corto plazo?

3. ¿El nodo donde crecemos tiene capacidad de transmisión asegurada, o solo terreno disponible?

4. ¿Nuestro caso de negocio resiste un escenario en que el margen del sistema cae a 25 % o un estiaje severo encarece la energía?

5. ¿Sabemos quién más compite por capacidad en nuestro nodo, y si nos conviene asegurar hoy un margen que mañana será más escaso?

6. ¿Quién en el directorio es dueño de esta decisión, o la seguimos tratando como un asunto puramente técnico?

Referencias

Agencia Internacional de Energía. (2025). Energy and AI. https://www.iea.org/reports/energy-and-ai

Apoyo & Asociados Internacionales. (2024). Sector eléctrico peruano: Reporte sectorial (marzo 2024). https://www.aai.com.pe/wp-content/uploads/2024/06/Sectorial-Sector-ElectricoMar-2024-1.pdf

Banco Central de Reserva del Perú. (2025). Reporte de inflación, setiembre 2025 (Recuadro 3: Estimaciones del balance oferta–demanda en el sector eléctrico, 2024–2028). https://www.bcrp.gob.pe/docs/Publicaciones/Reporte-Inflacion/2025/setiembre/reporte-de-inflacion-setiembre-2025-recuadro-3.pdf

ComexPerú. (2025, 31 de octubre). Avances y retos en el sistema eléctrico peruano. https://www.comexperu.org.pe/articulo/avances-y-retos-en-el-sistema-electrico-peruano

Gestión. (2026). El mercado de data centers en Perú crecerá a US$ 378 millones al 2031. https://gestion.pe/economia/empresas/el-mercado-de-data-centers-en-peru-crecera-a-us-378-millones-al-2031-por-que-noticia/

KPMG. (2025). Expectativas de la generación eléctrica en el Perú. https://kpmg.com/pe/es/home/media/press-releases/2025/03/expectativas-de-la-generacion-electrica-en-el-peru.html

Pacific Credit Rating. (2025). Perú: Sector eléctrico. https://ratingspcr.com.mx/ww2/peru-sector-electrico/

Revista Cloud. (2026). La IA convierte América en un gigantesco mapa de nuevos data centers. https://revistacloud.com/la-ia-convierte-america-en-un-gigantesco-mapa-de-nuevos-data-centers