Las proyecciones que anticipan un posible fenómeno de El Niño de intensidad moderada a fuerte hacia finales del 2026 e inicios del 2027 vuelven a poner sobre la mesa una discusión recurrente en el sector eléctrico peruano: la vulnerabilidad del sistema frente a eventos climáticos que afectan la disponibilidad de recursos energéticos.
Sin embargo, el debate no debería limitarse a la hidrología o a los pronósticos meteorológicos. La verdadera pregunta es quién terminará asumiendo el costo económico de generar electricidad con turbinas a diésel. El Perú no enfrenta un riesgo de desabastecimiento eléctrico, pues hay suficiente potencia instalada para asegurar que no habrá apagones. Lo que el Perú puede enfrentar, una vez más, es una crisis de precios eléctricos.
La experiencia reciente ofrece algunas señales de advertencia. Durante el 2023, los efectos combinados del ciclón Yaku, el fenómeno de El Niño Costero y una parada de Camisea, redujeron la participación de la generación hidroeléctrica y térmica a gas natural obligando al sistema a recurrir con mayor intensidad a centrales térmicas a diésel. Como consecuencia, el costo marginal de corto plazo registró incrementos extraordinarios, alcanzando niveles superiores a los US$170 por MWh (megavatio hora), muy por encima de sus valores habituales.
Más recientemente, la deflagración ocurrida en el ducto de transporte de gas natural, operado por TGP, demostró nuevamente la sensibilidad del mercado eléctrico peruano. En determinados momentos, los costos marginales llegaron a superar los US$300 por MWh, evidenciando que cualquier alteración relevante en la disponibilidad de centrales hidroeléctricas y/o térmicas a gas natural puede trasladarse rápidamente a los precios.
La diferencia no es menor. Mientras que en los contratos de suministro a precio fijo el comercializador asume el riesgo de un incremento extraordinario del costo marginal, en los contratos indexados a dicho indicador ese riesgo se traslada directamente al cliente. Por ello, dos empresas con consumos similares pueden enfrentar impactos económicos muy distintos frente a un mismo evento climático.
Trasladar la volatilidad al usuario
Estos episodios no deben interpretarse como hechos excepcionales. Por el contrario, constituyen señales de un mercado que responde a condiciones reales de escasez. Cuando disminuye la disponibilidad de recursos de menor costo, el sistema debe recurrir a tecnologías más caras para garantizar la continuidad del suministro. El resultado es un incremento inmediato de los costos de generación y, eventualmente, de los precios de la energía.
En este contexto, resulta indispensable que los consumidores, particularmente los clientes libres, revisen la forma en que han distribuido contractualmente estos riesgos. Los contratos indexados al costo marginal trasladan directamente la volatilidad al usuario. Pero incluso aquellos acuerdos que ofrecen precios fijos pueden contener mecanismos de reajuste, cláusulas de traslado de sobrecostos, redacciones ambiguas de fuerza mayor o disposiciones extraordinarias que terminen afectando la predictibilidad financiera de las empresas.
Por ello, la discusión de fondo no es si ocurrirá un nuevo episodio de estrés hídrico, sino si las organizaciones están preparadas para enfrentar sus consecuencias económicas. La gestión del riesgo energético exige anticipación, revisión contractual y una evaluación constante de la estrategia energética y los factores que pueden afectar los costos de suministro.
Al final, la factura más costosa es la que no se previó adecuadamente.
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