Por Miguel Bermeo
Más grave de lo que se pensaba sería la sequía que afecta al país. El último informe de deshielo del Centro Económico de Despacho de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC) habla de probabilidades superiores al 90% de excedencia, lo que significa que nueve de cada diez años son más húmedos que el que se está pronosticando, o que de diez años, éste será el más seco de ellos. Los números son más grises que los que se preveían en
anteriores versiones del mismo reporte (
ver tabla
).
Expertos estiman que ante menores caudales, las centrales de pasada generarán menos, mientras que los embalses con menor agua también afectarán la generación de centrales hidro. Así, la generación térmica -a carbón o GNL- debería ser la que despache el CDEC.
María Isabel González, de la consultora Energética y ex secretaria de la CNE, indica que una “probabilidad de 90% de excedencia es una hidrología muy seca y, por lo tanto, tendríamos mucha generación térmica y una parte de ella con diésel, lo que implica costos marginales altos”. Una opinión compartida por Francisco Aguirre de Electroconsultores, quien indica que no veo “riesgos de abastecimiento, pues tenemos una sobreinstalación de máquinas de generación diésel, que es un respaldo ‘africano’ e ineficiente, por lo caro”.
En todo caso, los pronósticos de deshielo llegan hasta marzo próximo. Desde ahí es una incógnita el cómo será el próximo año hídrico, que se inicia en abril-mayo. Hasta ahora, dicen los expertos, las señales no son auspiciosas, y podría darse el escenario de un cuarto año de sequía. Sebastián Bernstein, de Synex, comenta que “nunca se han dado cuatro años secos, se han dado hasta tres y ya cumplimos el tercero”. En caso de concretarse el pronóstico más oscuro, “si viene un cuarto año de sequía, tendríamos marginales muy altos”, anticipa.
Efecto en los costos
Al respecto, Rodrigo Jiménez, gerente general de Systep, dice que “al aumentar la generación térmica se puede esperar un aumento en los costos marginales del sistema por el mayor uso de combustibles (carbón, GNL y diésel). La variación de este aumento dependerá de la proporción de uso de carbón, GNL y diésel que reemplacen a la generación hidráulica”.
Un informe separado del CDEC espera que el marginal suba a
US$ 294 /MW en junio, en caso de horarios de demanda alta, siempre en escenario de un año seco. En caso de horarios de demanda media, el mismo mes podría marcar costos marginales de US$ 240 /MW; mientras que, en demanda baja, el marginal anotaría un techo promedio de
US$ 168/ MW.
Systep, en tanto, pronostica que para ese mismo mes, el marginal podría llegar a US$ 224 /MW, igualmente en una hidrología seca. En todo caso, la firma prevé que el quinto mes del año podría marcar los mayores valores, situándose en un promedio de US$ 240 /MW.
“Esto afecta a los grandes usuarios, que son clientes libres y cuyos precios están asociados a los costos marginales”, dice González. “A los clientes regulados no los afecta tan directamente, ya que la gran mayoría de los contratos de las distribuidoras están indexados con otras variables como el precio del carbón y la inflación americana”, añade.
En todo caso, tanto al interior del gobierno como entre los expertos descartan un nuevo decreto de racionamiento, pues hay más fuentes de generación que antes -debido a la entrada de Santa María y Bocamina 2- y también porque el decreto previo respondió mayormente a una restricción de transmisión cerca de Santiago, lo que ya fue resuelto, explica Bernstein.
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