El Niño en desarrollo se perfila como uno de los eventos más intensos desde 1950. La Organización Meteorológica Mundial (OMM) estima una probabilidad del 63% de que alcance una intensidad muy alta entre noviembre de 2026 y enero de 2027, comparable al episodio de 2015-2016. Más allá de sus efectos climáticos, este fenómeno tiene implicancias económicas que autoridades y mercados eléctricos no pueden ignorar: incide directamente en los costos de generación, la disponibilidad hídrica y la planificación de inversiones en toda la región.

El caso de Chile ilustra bien la complejidad de este escenario. La relación entre El Niño y un invierno lluvioso no es automática, ya que el fenómeno explica solo entre el 30% y el 50% de la variabilidad de las precipitaciones invernales en la zona central. Las lluvias que están afectando a distintas regiones del país, incluyendo zonas donde estos eventos eran excepcionales, evidencian que el cambio climático está alterando los patrones históricos de precipitación y aumentando la incertidumbre con la que deben operar los sistemas eléctricos. Sin embargo, incrementa la probabilidad de condiciones más húmedas justo cuando el sistema eléctrico atraviesa por reservas hídricas reducidas —similares a las de 2023—, con el valor del agua en algunos embalses ya cercano al costo de generar con petróleo.

A pesar de que la matriz chilena ha cambiado con fuerza desde 2019 —con un crecimiento de la generación solar del 220%, de la eólica en un 150% y una caída del carbón del 46%—, la hidroelectricidad sigue aportando alrededor del 30% de la producción total. Por lo tanto, sigue siendo una fuente clave para la flexibilidad del sistema, la integración de renovables variables y la gestión de reservas operativas. Un dato relevante en esta transición es que el almacenamiento en baterías ya gestiona más energía que los embalses, aliviando la presión sobre los embalses y aprovechando la energía solar durante la noche.

A escala regional, el impacto económico también es significativo: la hidroelectricidad aporta cerca del 45% de la generación eléctrica en América Latina y el Caribe. Ecuador registró racionamientos de hasta 14 horas diarias y Colombia enfrentó en 2024 una grave crisis hídrica, lo que elevó los costos del respaldo térmico. La presión no proviene solo de la oferta. En Brasil, las olas de calor incrementaron la demanda eléctrica en un 15%, mientras que en el Caribe cada grado adicional puede elevar la demanda de enfriamiento hasta en un 25%. A ello se suma la menor eficiencia termoeléctrica, que cae entre 0,4% y 0,8% ante aumentos relevantes de temperatura, encareciendo la operación precisamente cuando el consumo aumenta.

En este contexto, avanzar decididamente hacia la integración energética regional no es solo una alternativa, sino un imperativo estratégico. El Plan Indicativo Regional de Interconexión Eléctrica que presentamos desde OLACDE traza una visión de largo plazo, identificando 16 corredores eléctricos que facilitan un intercambio de energía limpia seguro, eficiente y competitivo entre países vecinos, consolidando la resiliencia de nuestra región.

Frente a este complejo escenario, la experiencia chilena aporta lecciones concretas, como la incorporación sistemática de pronósticos hidrológicos en la programación operativa. Esta gestión coordinada de la incertidumbre climática a escala regional es donde se observa el mayor potencial de ahorro y estabilidad para los sistemas latinoamericanos.

Mientras más rápido avancemos hacia sistemas eléctricos integrados, menor será el costo de fenómenos que ya forman parte del nuevo escenario climático de América Latina y el Caribe.

Por Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo, Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE)