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El déficit hídrico que golpea a la región Piura y redujo su abastecimiento de agua a niveles históricos solo sería el inicio de una crisis que se puede extender a diversas regiones del norte y sur del Perú, amenazando no sólo el suministro para consumo humano, sino para la agricultura y hasta para la generación de electricidad.
Así se desprende del informe del Sistema de Monitoreo y Pronóstico de Sequías Hidrológicas -OASIS-, del Senamhi, el cual dio a conocer a Gestión, y que contiene pronósticos de déficit de lluvias para el último trimestre del 2024.
Para noviembre, ese sistema advierte que existe una probabilidad alta, entre 75% a 100% de riesgo de que ocurra un déficit de caudales en la vertiente del Titicaca, que afectaría a los ríos Ilave, Coata, Ramis y Huancané.
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Lo que se espera para noviembre
En general, refiere que el déficit de caudales en ríos del norte y el sur podrían afectar a 47 empresas prestadoras de servicios de saneamiento (EPS), es decir de agua potable y desagüe, (de las 50 que existen a nivel nacional).
Igualmente, refiere que el mes entrante la sequía podría afectar a 154,401.16 hectáreas de superficie agrícola, así como a nueve centrales hidroeléctricas, que en conjunto tienen una capacidad de producción de 271.48 megavatios por hora (Mw).
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Pronósticos para diciembre
Para diciembre, el pronóstico de esa entidad es que hay una probabilidad alta de déficit de caudales en la zona norte de la vertiente del Pacífico, en los tramos de río de las cuencas Tumbes, Chira (Piura) y Chicama (la Libertad).
Ese déficit se extendería en ese mes a la vertiente del Amazonas, hacia las zonas de Aguaytía (región Ucayali), y Urubamba (región Cusco), y se mantendría en la vertiente del Titicaca (afectando los ríos Ilave, Coata, Ramis, Huancané y Pucará).
A su vez, el número de empresas de agua potable y alcantarillado afectadas por la sequía en ese mes llegaría a 41; mientras que el espacio agrícola impactado llegaría a 119,709 hectáreas.
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Riesgo crece para generación eléctrica
Sin embargo, en el último mes del año el impacto de la sequía sería aún mayor para la producción con centrales hidroeléctricas, según detalló el informe de OASIS.
En diciembre, el número de esas generadoras hidráulicas afectadas por la menor provisión de agua crecería a trece, y que en conjunto suman una capacidad de 1,292 megavatios por hora (MWh), que se podría dejar de producir.
Vale recordar que a raíz de la sequía que trajo el fenómeno La Niña a fines del 2022 y luego El Niño a inicios del 2023, a mediados de ese último año la falta de agua redujo la producción hidroeléctrica en alrededor de 700 Mw, en tanto el uso de Diésel para producir electricidad se elevó en 27%.
Es decir que este fin de año el riesgo para la producción con plantas hidráulicas podría ser aún mayor que entre el 2022 y el 2023.
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En el periodo anterior la sequía había elevado los costos de producción en el mercado eléctrico de corto plazo, hasta los US$180 por megavatio por hora (Mw), cuando usualmente estaba en torno a US$35.
Impacto en costos
Ahora, César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES), informó a Gestión que, si se presenta una sequía severa a fin de año, como la que se presentó a fines del 2022, podría haber un impacto en los costos para producir electricidad.
Explicó que, en ese escenario, el sistema se vería obligado a recurrir a la generación con centrales del nodo energético del sur (ubicado en Ilo y Mollendo) utilizando diésel, lo que podría incrementar progresivamente los costos marginales de generación (que se reflejan en el mercado eléctrico de corto plazo o spot).
En esa línea, proyectó que esos costos podrían escalar primero hasta los US$150 por Mwh, y según la intensidad de la sequía y las plantas que deban ir usando, podría llegar hasta los US$220 por megavatio hora.
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Efecto en los clientes
Sobre el tema, Rafael Laca, especialista del sector eléctrico, indicó que, si se incrementan los costos de generación, los primeros en ser afectados serían los clientes libres del mercado eléctrico, particularmente las pequeñas y medianas empresas (pymes).
Explicó que ese tipo de clientes suelen suscribir contratos de suministro (con generadoras o distribuidoras) que generalmente comprenden el costo marginal (que es el precio de la energía en el mercado de corto plazo) más un plus.
En ese caso, si el costo marginal se incrementa, las pymes que son cliente libres serían los primeros en ver incrementos en los precios de la energía que pagan, anotó.
Este incremento de costos, consideró, no afectaría por ahora a los usuarios regulados, pero les podría alcanzar, si es que se renuevan los actuales contratos (entre generadoras y distribuidoras) a precios altos de la energía propiciados por las continuas sequías que sufre el país.
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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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