Si bien el fenómeno de El Niño es más conocido por las lluvias intensas que genera en el norte del Perú, en el otro extremo, en el centro y sur del país, ocasiona sequía, como informó Gestión con información del Centro Nacional de Prevención de Riesgo de Desastres (Cenepred).
El informe “Escenario de Riesgo por Sequías Asociadas al Fenómeno El Niño”, que elaboró recientemente Cenepred, señala que la disminución de las lluvias puede impactar desde el abastecimiento para consumo humano, como al sector agropecuario y a la generación de energía.
Sin embargo, en este último caso, más allá de los pronósticos de riesgo del Cenepred, el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES), advierte que ya El Niño está teniendo efectos negativos en la producción de electricidad a nivel nacional.
Factores que afectan la generación
En diálogo con Gestión, el presidente del COES, César Butrón, explicó que hay dos factores que están impactando en la generación de la energía, uno de los cuales es la disminución de las lluvias, que ha llevado a reducir la producción con centrales hidroeléctricas en un rango de entre 1,000 a 1,500 megavatios (Mw).
Señaló que aunque estamos en temporada de estiaje, El Niño se refleja con un impacto adicional: la sequía ha reducido aún más el caudal de los ríos que alimentan las hidroeléctricas más grandes, que se ubican en la zona central del país, además de las del sur, que son de menor tamaño.
Refiere que, si bien ese factor podría ser manejado con el resto de la reserva de generación a costo eficiente que opera el COES, hay un elemento climático adicional que trajo El Niño, que es la reducción de los vientos, lo que a su vez ha mermado la producción de centrales eólicas, en aproximadamente 400 megavatios.
La producción eléctrica se concentra en regiones del centro del país, sobre todo atendida por plantas hidroeléctricas y térmicas a gas. Fuente: SNMPE
“Hay otro efecto de El Niño que no conocíamos, porque no había antes tantas [centrales] eólicas: el viento también ha bajado y nos quita como 400 Mw de generación eólica”, remarcó.
Si se suma ambos efectos, anotó el titular del COES, en estos momentos, en determinadas horas del día, no tienen la suficiente capacidad para atender a toda la demanda, “a menos que arranquemos térmicas a diésel, que multiplican por cinco los costos de producción de la energía”.
A detalle, según el último Informe Mensual de Operación del COES, de enero a julio del 2026 la producción eléctrica aumentó en 4.79%, pero la generada con hidroeléctricas registró una caída acumulada del 3.10%, mientras que con plantas eólicas retrocedió en 7.42%.
potencia instalada de generación eléctrica según tipo de tecnología en el SEIN. Fuente: informe del COES de julio 2026
Esa merma fue compensada con un aumento de la energía solar en 78.46%, con térmicas a gas natural en 9.84%, y con una disparada en el uso de plantas térmicas a diésel del 1,260% en esos siete meses, en comparación con igual periodo del 2025.
Butrón explicó que el citado aumento acumulado en la generación con diésel incluye el corte en el suministro de gas natural a través del gasoducto de TGP en marzo, así como los problemas de congestión (en la transmisión eléctrica) en el norte, a lo que se suma la reducción en la producción con hidroeléctricas y con eólicas.
Aumentan costos
Según el informe mensual antes citado, los costos marginales de generación, tanto en la zona norte, centro y sur del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), en julio último superaron los US$ 100 por megavatio por hora (Mwh), cuando en mayo estaban en torno a US$ 30 en promedio en la mayor parte del SEIN.
Al respecto, el presidente del COES indicó que, en determinadas horas en que empiezan a usar diésel, los costos marginales fácilmente pueden trepar hasta los US$ 280 por Mwh. Refirió que esos mayores costos se trasladan a los usuarios libres, dependiendo de si sus contratos (con generadoras o distribuidoras) permiten esos traslados.
Descartó que esta situación esté afectando a los consumidores regulados, a menos que, anotó, se produzca a la vez congestión en las líneas de transmisión.
costos marginales de generación eléctrica en regiones del norte superan los US$100 por MWh. Fuente: Informe del COES de julio 2026
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¿Quién se afecta directamente?
“El problema son los sobrecostos en sí, que se trasladan a muchos clientes libres, que son empresas productivas, y que pueden quebrar o reducir sus ventas, y afectar la economía en general del país”, aseveró.
La conclusión de esta situación, resumió Butrón, es que el sistema eléctrico peruano ahora está perdiendo firmeza por condiciones climatológicas, y que es algo que se tiene que resolver, y que no pasa sólo por dotar de sistemas de baterías a centrales eólicas o solares.
“¿Las baterías pueden resolver esta falta de firmeza (cuando no brilla el sol, o no hay viento) ?, a nuestro juicio, de lo que se ha evaluado, todavía no, todavía (las baterías) son muy caras”, aseveró, señalando que la falta de firmeza antes mencionada se resuelve o con nuevas térmicas a gas o grandes hidroeléctricas.
La producción con plantas eólicas en general tuvo una contracción de más del 7% de enero a julio, según reporte del COES (Foto: Celsia)
Nuevos contratos
Por su parte, Arturo Vásquez Cordano, ex viceministro de Energía, refirió a Gestión que -si se mantienen estas condiciones de altos costos marginales de la generación-, se podrían traducir en mayores tarifas también a los usuarios regulados, en la medida que se realicen licitaciones donde se oferten precios de la energía que incluyan esos sobrecostos.
Por el momento, observó que existe una disyuntiva muy grande para resolver estos problemas derivados de la falta de mayor capacidad de generación a bajo costo, y que si bien se plantea incorporar al SEIN sistemas de baterías, éstas resultarían aún en mayores costos.
Una solución rápida, anotó Vásquez, director de investigación en Gerens, sería que el Gobierno finalmente apruebe la propuesta planteada por Transportadora de Gas del Perú (TGP), para extender un gasoducto por la costa sur, y que alimente de gas natural a las plantas de reserva fría en Ilo y Mollendo, que actualmente operan a Diésel.
Retraso en regulación
En tanto, para Pedro Gamio, también ex viceministro de Energía, el problema es que el Ministerio de Energía y Minas (Minem), desde hace dos años mantiene en suspenso la aprobación del reglamento para el Mercado de Servicios Complementarios para las energías renovables no convencionales (RER).
Ese reglamento regula la incorporación de sistemas de baterías que actúen como respaldo a las energías renovables como eólicas y solares, cuando haya menor flujo de vientos o de radiación solar.
Ante esa demora, Gamio planteó que ProInversión, en forma célere, convoque a concursos para dotar con sistemas de almacenamiento de energía con baterías, que a su vez permita fortalecer el sistema de transporte de la electricidad al interior del país.
Comunicador social. Estudió en la Escuela de Comunicación Social de la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, e Inglés en la PUCP. Diplomado en Economía y Finanzas en la Universidad de Esan. Labora actualmente como analista económico especializado en industrias extractivas, energía y transportes en el diario Gestión.
