Aunque julio se despide con precipitaciones en gran parte del país, la situación hidrológica actual se encuentra dentro de las cinco hidrologías más secas desde el año 1960. Sin embargo, aunque 2025 podría ser un nuevo año con falta de lluvias, desde el Coordinador Eléctrico ven que el avance en generación renovable (solar y eólica), sistemas de almacenamiento, el uso estratégico de gas natural y nueva capacidad instalada, permiten afrontar la situación con más holgura que en 2021, que hasta la fecha tenía condiciones más ajustadas.
Según el último Estudio de Seguridad de Abastecimiento del Coordinador Eléctrico para el período julio 2025-junio 2026, no se verifican riesgos en el abastecimiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en condiciones normales de operación. Y, en un contexto más exigente, "igualmente se mantienen condiciones normales de abastecimiento, donde los consumos promedios diarios de diésel son inferiores a 800 m3/día".
El informe modela ocho escenarios distintos. El más crítico, el caso 8, supone la indisponibilidad de la línea de 500 kV Nueva Pan de Azúcar-Polpaico durante la primera semana de agosto de este año, la cual podría ser provocada por eventos meteorológicos. Este escenario se estudia bajo el supuesto de que ocurran, además, otras condiciones adversas para el sistema.
"De presentarse este evento, sumado a condiciones de sequía extrema, se podría dar una situación de riesgo durante agosto de 2025, la que obligaría -en el caso de producirse fallas de infraestructura importantes- a tomar medidas operacionales para evitar un desabastecimiento del SEN, tales como el despacho de ciclos combinados disponibles con combustible diésel", se plantea.
Pero, de acuerdo con los resultados del estudio, no se proyecta un riesgo de desabastecimiento en el SEN para los próximos seis meses, incluso, en el caso más crítico evaluado. De todas formas, en medio de este ajustado escenario, las empresas estarían tomando precauciones a través del aumento de disponibilidad de GNL.
“El sistema cuenta con un superávit de 344 GWh con respecto al año 2021 que es el más seco de los últimos cinco años”, dice el Coordinador.
En el informe, se revela que el 15 de julio Enel Generación informó la adquisición de un nuevo buque de GNL para fines de ese mismo mes en el Terminal Mejillones, el cual considera una recalada parcial en Terminal Quintero, lo que permitiría contar con disponibilidad de GNL en la zona centro ante una eventual falla de la línea de 500 kV Nueva Pan de Azúcar-Polpaico, y con ello, mitigaría los riesgos de déficit si se materializa el peor escenario. Además, el 28 de julio Colbún declaró un aumento del orden de 23MMm3 de GNL para agosto.
Baja la energía embalsada
La energía embalsada disponible para generación eléctrica al 28 de julio es de 498 GWh, la cual se compara con los 1.639 GWh y 154 GWh a la misma fecha del año 2024 y 2021, respectivamente.
"La menor energía con respecto al 2024 se debe a la menor cantidad de precipitaciones. Sin embargo, el sistema cuenta con un superávit de 344 GWh con respecto al año 2021 que es el más seco de los últimos cinco años", dicen desde el Coordinador.
Pese a este panorama, la mayor capacidad de generación solar, eólica y, ahora, de almacenamiento, compensa -dicen en el organismo- parte del déficit hídrico. "De hecho, en lo que va del año, las inyecciones de los sistemas de almacenamiento ya están superando la generación con combustible diésel", aseguran.
Desde el Coordinador precisan que Ralco y Colbún mantienen niveles bajos, lo que es una situación esperable para esta fecha, puesto que permite gestionar crecidas y mitigar eventuales vertimientos debido a nuevos sistemas frontales en lo que queda del invierno y el aumento de los afluentes para el periodo de deshielo. Por otra parte, el sistema cuenta con 135GWh de derechos de generación desde el Lago Laja, de acuerdo con los convenios de riego vigentes. "El estado de los embalses se prevé mejoren de acuerdo con el actual sistema frontal que se extenderá hasta el sábado y a los caudales del deshielo", estiman.
CNE reacciona ante término anticipado de contratos
En otras materias, el 29 de julio, el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Marco Mancilla, realizó su Cuenta Pública Participativa 2025, en la cual sinceró su preocupación por una tendencia que han advertido en el último año: el término anticipado de una serie de contratos adjudicados en licitaciones de suministro previas.
"Durante el 2024, la CNE tuvo que acoger el término anticipado de tres contratos: María Elena Solar, de la licitación 2015; Copihue Energía del proceso también 2015; y Parque Eólico San Andrés del proceso 2021", reconoció.
Mancilla reveló que "hay otros seis contratos en proceso de término anticipado por incumplimiento a los cuales se le está cobrando las boletas de garantía en favor de los usuarios y que producen un descuento por una única vez en las cuentas de electricidad".
La preocupación decantó en que este miércoles la entidad -como una acción preventiva- dio inicio a una licitación excepcional de corto plazo para asegurar la cobertura contractual total del suministro eléctrico para los clientes regulados durante 2026. El proceso contempla la contratación de aproximadamente 1.200 GWh para dicho año.
Consultado por DF, desde la CNE detallan respecto a los otros seis contratos que la entidad ya ha acogido el término anticipado en el caso de dos contratos de la licitación 2017/01 que debían haber iniciado suministro durante el año 2024: Cox Energía y Energía Renovable Verano Tres, por un total de 680 GWh/año.
En el caso de la Licitación 2021/01, los contratos que han manifestado recientemente su incumplimiento son Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA., Racó Energía SpA., Sonnedix PPA Holding SpA. y OPDE Chile SpA., por un total de 2.037 GWh/año.
"Dado que ninguno de los suministradores indicados ha verificado avances en la construcción de los proyectos que sustentan sus contratos, y ante el pronto inicio de suministro en 2026, contractualmente resulta inminente el término anticipado de tales contratos", aseguran.
Sostienen que, "a raíz del término de estos contratos, se requiere licitar contratos adicionales para el abastecimiento de los clientes regulados, los cuales serán distribuidos en contratos de corto plazo y de largo plazo, con el fin de lograr las condiciones más eficientes de abastecimiento. Se espera que la relicitación de estos contratos no implique un aumento de las tarifas respecto de los niveles actuales".
La CNE precisa que el término anticipado de los contratos de la licitación 2017/01 ya había sido internalizado y que la licitación excepcional recientemente iniciada se origina en la solicitud de término anticipado por fuerza mayor presentada por OPDE Chile SpA el 4 de julio.
Junto con recalcar que no existe riesgo alguno de abastecimiento eléctrico para los clientes regulados, la CNE está convocando para la próxima semana a un diálogo técnico y transversal entre actores del sector -académicos, gremios, empresas y representantes de los consumidores- para analizar un conjunto de propuestas de mejora a las bases de licitación que puedan implementarse bajo la normativa vigente, así como explorar posibles modificaciones normativas y reglamentarias, considerando la experiencia internacional y las mejores prácticas en esta materia.
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