Además de dejar pérdidas en la agricultura, el fenómeno climático de El Niño impacta al mercado energético, que durante julio dependió de la generación térmica mientras que la hidroeléctrica cayó a su mínimo en más de dos años, indican estadísticas de la Unidad de Transacciones (UT).
La demanda mensual cerró en 689.48 gigavatios hora (GWh) en julio pasado, equivalente a un crecimiento de 10.7 % frente a igual mes de 2025.
El informe de la UT confirma que, ante la severidad de la sequía, el mercado recurrió a las centrales térmicas, sobre todo a las plantas que dependen de combustibles derivados del petróleo para generar energía eléctrica. Junto con la megaplanta de gas natural licuado (GNL), ubicada en Acajutla, Sonsonate, este segmento cubrió el 60.08 % de la demanda de julio.
De acuerdo con la UT, las centrales térmicas a base de petróleo cubrieron el 27.04 % de la demanda, tras inyectar a la red 191.53 GWh. Esto muestra un fuerte aumento si se compara con el inicio de 2026, cuando en enero apenas representaron 11.74 GWh, un 1.94 % del mercado.
Las inyecciones de gas natural —considerado un combustible de transición hacia una generación más limpia— cubrieron 234.05 GWh, equivalente al 33.04 %.
La participación del gas natural no ha sufrido grandes alteraciones en el mercado debido a que se considera el “colchón” cuando cae la generación hidroeléctrica.
Cae la hidroeléctrica
Al margen quedó la hidroeléctrica, que apenas cubrió 7.79 % de la demanda luego de inyectar 55.15 GWh. De acuerdo con el historial de la UT, esta es la generación más baja registrada desde febrero de 2024, cuando representó 53.8 GWh.
La hidroeléctrica es el gigante renovable, cuya participación aumenta principalmente durante el invierno y tiene un menor costo de producción. Este año ha sido afectada por los períodos de sequía registrados desde junio pasado, que han reducido los niveles de los embalses.
A lo largo del año, esta tecnología viene en descenso. Comenzó en enero con 89.03 GWh, equivalente al 14.74 % de participación; siguió en febrero con 58.07 GWh (10.65 %) y marzo con 96.42 GWh (14.04 %).
Abril registró 104.11 GWh (15.70 %); luego, en mayo, subió a 115.82 GWh (15.07 %) y en junio cayó a 70.26 GWh (10.63 %).
El mercado energético está diseñado para que, cuando una tecnología reduzca su participación, como ocurre con una fuente renovable que depende de las condiciones climáticas, otras entren en operación para cubrir esa demanda.
La mayor participación de las centrales térmicas coincide con el aumento del precio del petróleo en el mercado internacional debido al conflicto en Medio Oriente. Como El Salvador es un importador neto y no tiene capacidad de refinación, traslada los precios de compra sin mayor margen de maniobra.
Esto refleja en el precio promedio del megavatio, que se colocó en $190.27 en julio. Si bien representa una reducción de $2.16 frente a junio, se mantiene en los niveles más altos desde 2013.
El restante 32.1 % de la demanda de julio estuvo cubierto por generación geotérmica, con 14.98 %; importaciones, con 3.06 %; solar, con 10.55 %, y eólica, con 3.37 %.
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