Revista Nueva Minería

Si bien un eventual racionamiento en el corto plazo se ve poco probable, se dispondrá reservar el uso del agua, programar mantenciones y pedir a las empresas contar con un 100% de suministro de combustibles.

Semanas de mucho estrés acumula el sistema eléctrico nacional producto de la prolongada sequía que afecta al país, específicamente a la zona central, y que ya se extiende por más de una década. A esta baja disponibilidad de agua, que ha reducido a niveles históricos el uso de energía hidroeléctrica, se sumó la salida por mantenciones o fallas de centrales termoeléctricas a carbón, obligando al sistema a operar con diésel, unidades que tienen un mayor costo de producción y son más contaminantes, lo que ha impulsado fuerte los costos de la energía en el mercado spot, incluso a US$ 200 el megawatt/hora (MW/h). En el Gobierno existe preocupación, sobre todo para el año hidrológico que se avecina (2021-2022).

Según comentó el biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, la primera ruta de nieve realizada la semana pasada por el Coordinador Eléctrico proyectó niveles de excedencia de un 98%, ubicando a dicha temporada como la más seca junto a los años 68-69 y 98-99. En ambos períodos se tuvo que aplicar racionamiento eléctrico. Consultado respecto de si se repetiría esta situación, la autoridad apunta a que es difícil. “Tenemos un sistema mucho más robusto, en ese tiempo la hidroelectricidad representaba más del 70% de la generación, en los últimos diez años ha promediado el 30% y en los últimos años ha bajado a un 20%. Entonces, es un sistema robusto pero exigido”, explica. De hecho, aún no se han tomado medidas más extremas, como el decreto preventivo de racionamiento, aunque fuentes de la industria indican que no es un escenario que esté descartado.

Según las cifras reportadas por la consultora energética SPEC, a modo de ejemplo, si durante julio de 2020 la producción hidroeléctrica era de un 24% de participación en la matriz, durante este ejercicio ese mes solo llegó a un 16%, lo que se suma a que los embalses Rapel, Ralco, Pehuenche y Colbún están en situación de agotamiento. Por lo anterior, el Ministerio de Energía activó una serie de reuniones, primero con la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el Coordinador Eléctrico Nacional el viernes de la semana pasada, mientras que ayer fue el turno de las empresas de generación. Tras ello se tomaron una serie de medidas y se desarrolló un plan de acción para evitar posibles contingencias.

Entre las disposiciones figura revisar y ajustar los planes de mantenimiento de centrales de aquí a fin de año para evitar la salida simultánea de más de alguna de ellas, con el objetivo de que no ocurran episodios como los vistos en el último mes, con más de 800 MW de generación a carbón fuera de operación. Participantes de la reunión explican que esta se desarrolló en un ambiente de cooperación. Añadieron que las firmar no tendrían problemas en implementar la medida, ya que los precios que existen en el mercado spot son un incentivo para que las centrales sigan operando. Esto ocurre en medio de un importante salto en la demanda de energía a nivel nacional, la que según SPEC, creció un 10% durante en julio, impulsado principalmente por la reducción de las restricciones de movilidad por la pandemia.

En esta línea, Jobet añade que “la idea es asegurarse de cuidar el agua, hay que considerar que la lluvia es normalmente entre junio y julio, y tras reuniones con el Coordinador y la CNE, uno ve que la proyección es mala. El Coordinador va a fijar los precios de buena manera para cuidar el agua”. En este sentido, se guarda el recurso hídrico destinado solo para casos de emergencia para contar con un respaldo. “Lo segundo es asegurarnos con los generadores de que tienen todo el combustible que se va a necesitar para la generación con gas y con diésel, y en carbón no debiésemos tener problemas”, sostuvo el biministro, quien también apuntó a que se necesita “aceitar” la cadena de suministro de diésel con las empresas proveedoras, para lo que ya están en conversaciones con empresas como Enap, Enex, Copec y Esmax, entre otras.

En caso de emergencia, Jobet explica que incluso se podría llamar a alguna de las centrales termoeléctricas a carbón que han salido de funcionamiento en medio del plan de descarbonización, y que se encuentran en Estado de Reserva Estratégica (ERE). Acá correría con ventaja la Unidad 1 del Complejo Ventanas de AES Andes, por su importancia para la zona central del país. Considerando que no hay certeza de que en los próximos años exista una mejoría en la situación hídrica del país, Jobet apunta a que es fundamental “construir más centrales renovables, tenemos que asegurarnos que el gas nos acompañe en la transición, acelerar el desarrollo de la transmisión, porque si uno entra en detalle, ve que hay capacidad de renovables en el norte, por lo que hay que acelerar esas líneas. El almacenamiento también será muy importante, y va a jugar un rol importante en el proyecto de transición energética que ingresaremos al Congreso”.

Aunque desde la industria agregan que también es necesario que se entreguen las señales adecuadas para el sector, sobre todo ante los cambios regulatorios que se encuentran en marcha.

Fuente: El Mercurio