La sequía sigue atormentando a Chile y, prueba de ello, es que las autoridades siguen atentas a la eventual estrechez del sistema eléctrico. La última alerta fue en agosto del año 2021, cuando el gobierno de ese entonces firmó un decreto preventivo de racionamiento eléctrico cuya vigencia se extendió hasta el 30 de septiembre de 2023. Y aunque se despejó la tensión entre 2024 y 2025, la ausencia de lluvias en lo que va de este año empieza a encender alarmas.
Así lo evidencia un análisis de la consultora energiE, a partir de información de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el Coordinador Eléctrico Nacional, el cual revela que la producción hidroeléctrica –el segundo aporte más relevante en la torta total del sistema- alcanzó entre enero y mayo de este año un total de 6.873 GWh de energía generada (3.222 GWh proveniente de embalses y 3.651 GWh de centrales de pasada).
Lo anterior es ligeramente superior a lo observado durante el mismo período durante los años 2021, 2022 y 2023, pero es inferior a la energía producida por fuentes hidráulicas en los años 2024 y 2025, en los cuales hubo una mejora relativa en la disponibilidad hídrica.
A la hora de considerar la producción hidroeléctrica de pasada, la cual utiliza directamente el caudal natural y que es considerada como el mejor predictor de qué tan seco se está, al dar cuenta cómo está bajando el agua por las cuencas y llegando vía afluentes a las plantas hidroeléctricas, se enciende una clara alarma para la consultora. En el detalle, entre los cinco primeros meses del año, del total de generación bruta hidroeléctrica, 3.651 GWh corresponden a este aporte frente a los 4.684 GWh que se registraban en el mismo período en 2025. Más bien, en producción de pasada (afluentes) se está por debajo de lo reportado en 2021 y 2022, lo que refleja que se está regresando a los niveles de los años más complejos de la sequía.
Otro elemento relevante para el análisis es la energía embalsada, la cual al 1 de junio asciende aproximadamente a 2.800 GWh, valor menor a lo registrado a la misma fecha de los años 2024-2025, pero superior a los años 2021-2023.
Pese a esta primera luz de alerta, en el Coordinador Eléctico aseguran que sus análisis para los siguientes 12 meses muestran que, en condiciones normales de operación, no se prevén déficits de abastecimiento eléctrico.
“El monitoreo de las condiciones de abastecimiento del sistema es una actividad mensual, y en el período previo a la llegada de las lluvias se requiere a las empresas generadoras, especialmente las que utilizan gas, a realizar las gestiones para contar con suministro adecuado”.Por otra parte, “este año el sistema posee más capacidad instalada de generación que en 2025 y, además, cuenta con un volumen creciente de sistemas de almacenamiento que también contribuyen al abastecimiento del sistema”, comentó el organismo que supervisa la operación del sistema.
¿Pero qué podría ocurrir en este invierno? Tras cerrar el cuarto año más seco dentro del registro histórico acumulado, energiE sostiene que Chile se encuentra ahora en una fase de marcada incertidumbre hidrológica entre los meses de junio y julio. Para este período, recuerdan, existen proyecciones que anticipan la posible llegada de un evento de El Niño de alta intensidad, denominado en algunos reportes como “Niño Godzilla”.
“Si bien este fenómeno suele estar asociado al ingreso de sucesivos sistemas frontales y a precipitaciones significativas en la zona centro-sur del país, estas tienden a presentarse con temperaturas relativamente más altas durante los eventos de lluvia, aunque sin excluir episodios fríos propios del invierno”, se plantea.
Según se describe, este matiz es clave, ya que implica que una mayor proporción de las precipitaciones podría caer en forma líquida, elevando caudales y afluentes en el corto plazo, pero limitando la acumulación de nieve, que constituye la principal reserva hídrica estacional para la operación de las centrales hidroeléctricas.
La consultora sincera que “se abre un escenario incierto respecto de la disponibilidad efectiva de agua en los meses posteriores, lo que introduce un grado relevante de cautela en las proyecciones de abastecimiento del Sistema Eléctrico Nacional”. Y advierte: “Bajo este contexto, el período venidero debe ser monitoreado estrechamente, considerando la evolución de los caudales, los niveles de energía embalsada y el desempeño de las distintas fuentes de generación”.
Costos marginales
El análisis de la consultora energiE también deja otra señal para monitorear. Según plantean, durante los últimos 10 días de mayo el costo marginal experimentó alzas relevantes a lo largo del sistema eléctrico, lo cual se sigue observando durante los primeros días de junio.
En concreto, en la barra Quillota 220 kV (V Región), entre el 1 y el 20 de mayo el costo marginal promedió 50 US$/MWh, mientras que entre el 21 y el 31 de ese mes tuvo una tarifa promedio de 90 US$/MWh, con máximos que superaron los 240 US$/MWh en algunas horas
“Esto se debió al despacho no programado de centrales termoeléctricas que operan con combustible diésel, de alto costo variable de operación, principalmente para suplir una generación renovable -solar y eólica- menor a la pronosticada durante la programación de la operación”, indicaron.
Consultado, el Coordinador comentó que los costos marginales representan el valor al que se transa en el mercado mayorista la energía. Por lo tanto, reflejan las condiciones de operación del sistema desde el norte hasta el sur, por ejemplo la disponibilidad del recurso eólico, hídrico, del gas y la indisponibilidad no programada de algunas centrales de generación y de instalaciones de transmisión.
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Karen Peña
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