Revista Nueva Minería

Buenas noticias podría comenzar a dar el sector eléctrico en 2015. Los cuatro años de sequías que impactaron el mix de generación, elevando los costos del sistema, podrían cambiar durante los primeros meses de 2015.

Hoy los embalses que están en la zona sur y que se utilizan para la generación eléctrica, tienen mejores condiciones de acumulación de agua, gracias a las lluvias que desde agosto cayeron con fuerza en esa zona.

De acuerdo a cifras del Centro de Despacho Económico de Carga (Cdec), entidad que regula la operación de las eléctricas, el volumen de agua que se proyecta para el período de deshielos -que ocurre a partir de octubre y se extiende hasta marzo de 2015-, está mostrando el mayor caudal de los últimos siete años. Para este período, se estima un afluente de 10.789 metros cúbicos por segundo, sumando todas las fuentes. La cifra es menor a los 11.286 metros cúbicos por segundo registrados durante el deshielo 2009-2010 (ver infografía) y que es considerado un período normal.

Este escenario positivo en los reservorios es compartido en el sector eléctrico. El ministro de Energía, Máximo Pacheco, señala que hoy “nos encontramos en un mejor pie para enfrentar el año 2015”. Agrega que como referencia, hay que considerar que el lago Laja, que es el embalse de mayor envergadura y único con regulación internanual, se encuentra actualmente con un déficit cercano al 45% en relación a un año hidrológico normal, como fue el período 2009-2008, “por lo que para recuperar su nivel óptimo, éste se debería conseguir por lo menos con dos años normales más de hidrología”, sostiene el secretario de Estado.

En Endesa también están mirando con optimismo el escenario que el sector podría enfrentar en los primeros meses del próximo año. En la eléctrica, hoy en manos de la italiana Enel, indican que el 2014 está terminando con mejores cotas en los embalses comparado con la situación vivida a fines de 2013. “Si bien la situación de sequía no ha pasado y todavía los embalses se encuentran bajos, por los cuatro años de sequía y, aunque cabe esperar que los caudales caigan en otoño, sí es más tranquilizadora la recuperación parcial que han tenido los embalses, situación mucho mejor que hace un año”, dicen en la eléctrica. Gracias a este escenario, Endesa también avizora una buena temporada de riego, situación que se da en el sector del Laja y Maule, donde la compañía comparte el uso de los caudales con los agricultores de la zona. De hecho, en el sector indican que El Laja está hoy con restricciones de uso, guardando el agua para los próximos meses.

Mejores precios

Un elemento que podría complicar el escenario, es que debido a las altas temperaturas que el país ha enfrentado en las últimas semanas, la alta acumulación de nieve que existe en la zona sur del país, y que provoca los deshielos, podría derretirse con anticipación. Esta situación podría adelantar el uso de centrales termoeléctricas como carbón o Gas Natural Licuado (GNL) hasta incluso petróleo si una de las unidades programadas sale repentinamente del sistema eléctrico.

Sin embargo, Máximo Pacheco pone paños fríos a esta situación, ya que la autoridad adelanta que el Sistema Interconectado Central (SIC), que abastece desde Taltal hasta Chiloé, no sufrirá el mismo escenario de costos marginales -que es el valor en que se transa la energía- registrado durante los primeros meses de 2014. “El deshielo naturalmente mantiene los costos marginales bajos hasta fines de febrero y principios de marzo. Sin embargo, que se anticipe el deshielo implica que esa alza natural del costo marginal se puede producir antes, sin que ello signifique impactos importantes para el año 2015, ya que con el mejor nivel de cotas de los embalses, el sistema no debiese experimentar los altos costos marginales como los vividos en marzo de 2014”, dice el ministro.

Es que ese mes, el uso del petróleo hizo que el valor de la energía llegara a niveles de US$ 200 el MWh e incluso se pronosticó que el precio podría llegar a los US$ 270 el MWh.

El responsable de parte de ese aumento fue la salida del sistema de la central Bocamina II de Endesa, indican en la industria. La unidad a carbón fue marginada del sistema el 17 de diciembre de 2013, por orden de la Corte de Apelaciones de Concepción, situación que se mantiene, esta vez por decisión de la Corte Suprema.

Al mantener Bocamina II sin aportar energía al SIC, en Endesa señalan que existe una alta probabilidad que entre febrero a junio se enfrenten altos costos de abastecimiento, ya que habría un importante despacho de unidades caras a gas y petróleo. “En dichos meses, nuevamente será crítico disponer de Bocamina II y el no hacerlo, volverá a significar incurrir en costos que pueden superar los US$ 100 o US$ 130 MWh en ese período para el sistema”, dicen en la eléctrica.

Agregan que incluso el valor podría ser mayor si la recuperación de la hidrología no se consolida con un próximo invierno con un nivel de lluvias normal.

Sin embargo, un factor que este año podría ayudar a mejorar las condiciones de precios es la central Angostura de Colbún, indican en el sector. La unidad de 316 MW entró en funcionamiento este año y al ser hidroeléctrica, podría ayudar a reducir los precios del sistema.

Mayor presencia de ERNC

Pero este 2014, que ya se ha visto beneficiado de menores costos de energía (a niveles de US$ 85 el MWh), por la mayor presencia de agua en la torta de generación, la presencia de las energías renovables no convencionales (ERNC), también está ayudando a alivianar la carga de costos del sistema eléctrico.

Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores, detalla que en los últimos dos meses ha habido una fuerte presencia de energías provenientes del sol y del viento en la zona norte del SIC, unidades que incluso han hecho que la energía en gran parte del día, se cotice a costo cero.

Sin embargo, estos valores no se reflejan en la zona central, ya que las líneas de transmisión tienen limitaciones en su capacidad que impiden hacer llegar esa energía hacia la zona central del SIC.

Pero no todo es beneficios. Lo que está provocando la mayor presencia de estas nuevas tecnologías en el sistema eléctrica es el daño de algunas centrales carboneras, que no están diseñadas para funcionar de forma intermitente durante el día.

Este es el caso de Guacolda, de AES Gener. Las distintas carboneras del complejo han tenido que reducir sus cargas en algunos momentos, hasta llegar a mínimos técnicos para permitir el ingreso de las renovables. En la compañía indican que en el complejo ubicado en Huasco, “se han producido algunas limitaciones y fallas normales esperables en las unidades más antiguas de la central”.

Pese a todo lo anterior, las estimaciones de costo de la energía del gobierno para el cierre de 2014 son auspiciosas. Pacheco espera cerrar el año con valores en torno a US$ 129 el MWh, mucho más bajo que los US$ 151 el MWh de 2013.

Para el titular de Energía, estos precios hacen que la industria se acerque a los valores que como gobierno se pusieron como meta lograr hacia 2017, que es llegar a los US$ 106 el MWh.

Pacheco explica además, que si bien aún no se puede señalar que el impacto de la sequía ha quedado atrás, esta baja en el precio tiene un efecto positivo en los clientes libres. “Tal como algunos se alarman cuando los precios en el mercados spot (mercado donde se transa la energía sin contrato) se disparan, producto de la falta de agua, ahora debería haber un ambiente más tranquilo para el desarrollo de la industria”, dice.

Menor crecimiento

Pero no sólo los deshielos y el mayor caudal en los embalses está ayudando al gobierno. También el menor ritmo que está registrando el crecimiento de la demanda eléctrica. La caída de las expectativas económicas para los próximos años no sólo influirá en el empleo y en la recaudación que el país pueda lograr, sino que también afecta el comportamiento de la demanda eléctrica, ya que en Chile, la curva del consumo de energía está aparejada con el crecimiento del país.

En septiembre, el Banco Central, en su informe de Política Monetaria (Ipom), rebajó la estimación de crecimiento del país para este año, desde 2,5%-3,5% a 1,75%-2,5% y también estimó que en 2015 la expansión será de entre 3% a 4%. En el sector eléctrico, el menor ritmo de expansión de la demanda se agudizó en septiembre y se llegó a octubre con una tasa de crecimiento de 2,9% acumulada a 12 meses.

El gobierno, según el último informe de precio de nudo que elabora la Comisión Nacional de Energía (CNE), estimó una tasa de crecimiento de 3,6% para 2014. La cifra se eleva a 4,6% para 2015.

Francisco Aguirre indica que este nivel tan bajo de crecimiento no se veía desde la crisis de 2008, cuando la demanda eléctrica incluso fue negativa. Señala que este menor crecimiento se debe, en parte, al menor consumo que está registrando el sector minero.

Explica que hace cuatro años, se esperaba en el norte chico que las mineras consumieran 1.500 MW. Pero, ante la falta de proyectos energéticos en la zona y los problemas de judicialización que han mostrado iniciativas como Pascua Lama y El Morro, esa demanda hoy apenas llega a 200 MW.

La ex secretaria ejecutiva de la CNE, y socia de Energética, María Isabel González, señala que incluso ha habido industrias de esa zona que han rebajado sus consumos para ser considerados clientes regulados (2 MW), de la mano de lograr mejores precios de la energía, lo que también ha incidido en parte, a la baja tasa de crecimiento del consumo eléctrico.

Para Huhg Rudnick, académico de la Universidad Católica, la demanda eléctrica está evidenciando el frenazo de la economía nacional.

Señala que en el consumo residencial, que es más vegetativo, no se han registrado mayores cambios.

De hecho, en la industria indican que este consumo, que es abastecido en la zona de Santiago por Chilectra y Conafe, no ha registrado mayores variaciones. De hecho, se proyecta un crecimiento de 3,9% en la demanda residencial, similar a la registrada en 2013. Durante el año ha habido algunas variaciones, como la ocurrida en agosto que llegó a una tasa de 0,7%. Sin embargo, se estima un repunte en torno al 4% para diciembre.

Rudnick destaca, en todo caso, que la desaceleración “es una buena noticia, ya que levanta un poco las restricciones y genera un 2015 con un poco más de holgura.”, dice.

¿Aún se requieren 400 MW adicionales para enfrentar la demanda? Al ser consultado, Pacheco señala que ese tipo de cálculo considera una estimación que si bien no es compleja, requiere tiempo, “sobre todo si consideramos que con la actual capacidad en construcción y el aprovechamiento de las centrales a gas, podemos cubrir la demanda por cinco años más”, dice.

La autoridad indica que a octubre, existen 48 proyectos de generación eléctrica, que representan 3.682 MW. “De estas iniciativas, 1.000 MW corresponden a iniciativas hidroeléctricas de distinto tamaño. En marzo de este año, cuando asumimos como gobierno, había sólo 28 proyectos, que equivalen a 1.649 MW en capacidad”, detalla Pacheco.

Fuente: La Tercera