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Aunque no hay previsiones de fenómenos climáticos como La Niña o El Niño para inicios del 2025, las condiciones climáticas extremas podrían continuar durante el primer trimestre del próximo año y tener impactos negativos no solo en la agricultura, sino también en el suministro de agua para consumo residencial y la producción hidroeléctrica.
Ya el Centro Nacional de Estimación, Prevención y Reducción del Riesgo de Desastres (Cenepred) había advertido que hasta marzo próximo se prevé para la costa norte lluvias de normales a inferiores a lo normal, mientras que para la costa central y sur se avizora que sean normales, aunque en la cordillera occidental de la región andina podrían oscilar entre niveles normales a superiores a lo normal.
Esos mismos pronósticos los ha confirmado el último reporte del Estudio Nacional del Fenómeno El Niño (Enfen), en tanto el Ministerio de Desarrollo Agrario y Riego (Midagri) ha reconocido en informes internos que el cultivo de arroz (el principal de la campaña agrícola 2024-2025) ya acusaba un retraso del 15.6%.
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Riesgo para actividades productivas
Un pronóstico del Sistema de Monitoreo y Pronóstico de Sequías Hidrológicas del Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología del Perú (Senamhi), que esa entidad dio a conocer a Gestión, proyecta que hasta febrero del 2025 puede haber un riesgo creciente para la provisión de agua para riego agrícola, para el suministro para empresas de agua y saneamiento (EPS) y para generación hidroeléctrica.
El reporte pronostica que para enero próximo existe una probabilidad alta (entre 75% a 100%) de déficit de caudales en la zona norte de la vertiente del Pacífico, principalmente en los tramos de río de las cuencas de Tumbes, Chira Jequetepeque, Chicama y Zaña, al norte del país.
Tal déficit pondría en niveles de riesgo a 486,260 hectáreas de uso agrícola en el norte, el suministro de agua para 41 EPS, y a 34 centrales hidroeléctricas, con una potencia efectiva de 2,837 megavatios (Mw).
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Mayor riesgo para sector eléctrico
Para febrero del 2025, -indica el documento- esa situación se mantendría para unas 448,935 has de uso agrícola, y abarcaría a 43 EPS, aunque el riesgo sería aún mayor para la producción hidráulica.
En este último caso, en ese periodo serían 31 las centrales hidroeléctricas, con una potencia efectiva de 2,754.65 megavatios (Mw), las que estarían en alto riesgo, y otras nueve (por 112.97 Mw) en riesgo medio.
Es decir que, en total, habría 40 plantas de ese tipo, con niveles de riesgo entre medio y alto, de ser afectadas en una producción eléctrica efectiva total de 2,867 Mw, por menor provisión de agua.
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¿A cuánto equivale esa capacidad de generación?
Según el experto Rafael Laca, la capacidad de generación de esa cantidad de plantas equivale a un 35% del total de la capacidad de producción eléctrica del sistema eléctrico interconectado nacional (SEIN), donde la generación estimada es de poco más de 7,700 Mw.
Además de la sequía en el norte, otro factor que también podría afectar la producción hidroeléctrica en el resto del país, señaló el especialista, es que un exceso de lluvias (como también se ha pronosticado para la zona altoandina), ocasione mayor sedimentación y lodo en los cauces que alimentan a esas plantas.
De darse esa situación, dio a entender que esas centrales podrían también ver restringida su actividad y requerir mantenimientos no previstos.
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De acuerdo al último reporte del Comité de Operación Económica del SEIN (COES), en octubre, el 36.47% de la generación era con hidroeléctricas, cantidad inferior a la energía producida por térmicas a gas (49.54%), otro 9.9% era aportado por plantas con energías renovables (eólicas y solares), y un 0.025% con diésel.
Posible impacto en consumidores
Sin embargo, señaló Laca, si se reduce la producción con hidroeléctricas, se tendría que recurrir a un mayor uso de centrales a diésel, lo cual podría aumentar el costo de la generación, el mismo que se podría trasladar a los usuarios no regulados del mercado libre del sector eléctrico.
De darse ese caso, refirió que los más afectados podrían ser las pequeñas y medianas empresas (pymes) cuyos contratos (con generadoras o distribuidoras), están pactados, en base a los precios de la energía en el mercado eléctrico de corto plazo (mercado spot).
Como antecedente de ello, entre fines del 2022 y el 2023, a consecuencia de la sequía, la participación de las hidroeléctricas en el total de la generación se contrajo a cerca de un 32%, en tanto la generación con diésel se elevó a cerca del 8%, mientras que el precio de la energía (en el mercado spot) se disparó a cerca de US$180 por Mwh, desde un promedio de US$35.
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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.
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