El cuarto año consecutivo de sequía en el país sigue dejando sentir sus efectos en los principales embalses de generación y mixtos (que también se usan para riego) del Sistema Interconectado Central (SIC), que abastece a más del 94% de la población nacional.
Es así que en septiembre recién pasado la energía embalsada en seis de estos tipos de tranques alcanzó su nivel más bajo desde 1998, año que es considerado como el más seco desde que se tiene registro, en términos de energía afluente (lluvia, nieve y caudales).
De acuerdo con estadísticas de la consultora Systep, en dicho mes la energía contenida en los embalses Colbún, Rapel, Ralco y Laguna La Invernada, así como los lagos Laja y Chapo, totalizó 763 GWh, volumen que es el segundo más bajo desde 1998. Ese año la situación de sequía y falta de capacidad térmica de respaldo se tornó tan crítica que derivó en la aplicación de un racionamiento efectivo, es decir, la aplicación de cortes programados que se extendieron entre noviembre de ese año y julio de 1999.
Para tener una idea de lo que estos niveles de energía embalsada representan, se puede indicar que durante 2013 la generación bruta mensual en el SIC ha oscilado entre 4.000 y 4.300 GWh.
Por ejemplo, en septiembre de 2006, año que se inscribió como húmedo, la energía acumulada en tranques alcanzó los 7.700 GWh, de acuerdo con la misma estadística.
“La participación de las centrales hidráulicas disminuyó de un 39% en julio a un 36% en agosto, lo cual también es menor en comparación al mismo mes del año 2012 (42%). Los embalses se mantienen en niveles críticos, observándose sólo en forma marginal el aumento de las cotas característico de los meses de invierno”, dijo la consultora ligada al académico Hugh Rudnick en su reporte mensual de septiembre.
Seguridad y costos
Al analizar las implicancias que esta caída de los niveles de energía puede tener sobre el sistema, se plantea la variable de la seguridad.
Esto, considerando que las centrales hidroeléctricas cumplen un rol importante a la hora de regular la frecuencia del sistema, debido a su capacidad de respuesta más rápida para inyectar o retirar energía en caso de perturbaciones.
En este punto, especialistas eléctricos explican que este rol se ha vuelto menos crítico a medida que el parque en base a gas natural y diésel ha aumentado (ver nota relacionada).
Añaden que en términos generales, el abastecimiento no debería verse afectado por esta situación, pues a diferencia de 1998, cuando representaba del orden del 60%, la hidroelectricidad ha perdido peso en el mix de generación del SIC frente a otras tecnologías que también son de base, como el carbón.
Sin embargo, el impacto se dejaría sentir en los costos marginales. En el mercado comentan que el bajo nivel de energía almacenada amenaza con valores al alza, luego del respiro que estos dieron en septiembre cuando evidenciaron una baja por las lluvias registradas en la zona sur.
De esta forma, la proyección del costo marginal, que es el indicador que representa la operación de la unidad menos eficiente del sistema en un momento determinado y que debieran regular sólo las transferencias de energía entre generadoras, en un escenario seco como el actual apunta a que en octubre y noviembre oscilaría entre
US$ 178 y US$ 174 por MWh, respectivamente.
Luego, entre diciembre y abril del próximo año el rango de costos bajaría a un orden de entre US$ 118 y US$ 142 MWh, para repuntar a partir de mayo con marginales que podrían superar los
US$ 220 por MWh en junio de 2014.
Efecto deshielos
La situación de precios podría complicarse si a este factor de la energía embalsada se suma una escenario menos alentador del desempeño que tendrán los deshielos, que estaría contenido en el pronóstico definitivo que esta semana liberará el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC.
Los deshielos se inician en octubre, incentivan el uso hidroeléctrico y también permiten la conformación de reservas hasta mayo, momento en que se define cómo vendrá el año hidrológico. En el mercado señalan que a partir de noviembre las proyecciones del precio mayorista de la energía tendrá internalizado este efecto.
Gas natural licuado puede controlar en parte el costo
El gas natural licuado (GNL) juega un rol importante para controlar, en alguna medida, el alza de los costos marginales, asociada a la menor disponibilidad de agua, y al mismo tiempo mantener la seguridad del sistema.
En el gobierno han indicado que este papel puede ser más preponderante aún si se logra disponer este hidrocarburo en todas las unidades que pueden utilizarlo y que totalizan una capacidad de casi 2.800 MW, parte de la cual permanece ociosa o bien usando combustibles menos eficientes como el diesel.
Esto no sólo permitiría sortear la coyuntura energética derivada de los problemas para instalar nuevas unidades de generación, sino que también ayudaría a contener los costos. Y es que en un quinto año de sequía, contar con más GNL serviría para complementar la generación en base con carbón y desplazar el diésel, que marca la punta del precio spot.
En tanto, en lo que se refiere a la seguridad del abastecimiento, que podría comprenderse amenazada por la menor disponiblidad de reservas y energía almacenada en los tranques, el rol del GNL ha sido claro. Unidades de este tipo, como los complejos Nehuenco y Nueva Renca, por ejemplo, han sido claves para satisfacer la demanda, reduciendo el uso de fuentes menos eficientes y más caras.
Así, especialistas eléctricos explicaron que, por ejemplo, en mayo pasado cuando el sistema estuvo bastante ajustado porque los embalses estaban en el mínimo posible, casi secos, el CDEC-SIC determinó que incluso si había una falla de una unidad térmica eficiente importante podía haber eventualmente pérdida de carga, pero ésta sería muy menor.
"Ahora, aparentemente la situación no está peor que eso. Al contrario, porque los embalses han subido ligeramente y ya se superó la falla de Nueva Renca", dijo una fuente.
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